一、 東盟市場(chǎng)環(huán)境概覽
伴隨全球光伏政策普遍退坡、土地資源限制、可再生能源發(fā)展成本轉嫁致使用戶(hù)端用電成本上漲，以“光儲協(xié)應”增加經(jīng)濟性的綜合能源項目日益成為國際趨勢，太陽(yáng)能整體產(chǎn)業(yè)向“分布式光伏+儲能”與“微電網(wǎng)”邁進(jìn)。
在未來(lái)潛力巨大的東盟區域盡快建立可持續、可盈利的“光儲”商業(yè)模式正吸引著(zhù)長(cháng)期電力投資商與融資機構的目光。其中，以菲律賓、泰國為首的東盟傳統光伏強國憑借其成熟的市場(chǎng)基礎及在儲能項目上的快進(jìn)，成為這股變革風(fēng)潮的“引領(lǐng)者”。
二、 市場(chǎng)經(jīng)濟驅動(dòng)下的菲律賓光儲
根據世界銀行數據，截至2018年，菲律賓全國通電率87.5%，未接入電網(wǎng)1600萬(wàn)人口，市場(chǎng)年用電增長(cháng)率在10.2%。作為典型的發(fā)-輸-配-售完全市場(chǎng)化競爭的國家，菲律賓所發(fā)電力均由發(fā)電公司經(jīng)菲律賓國家電網(wǎng)公司(NGCP)傳送至配電區域，再由各區域配電公司最終售賣(mài)給各類(lèi)電力用戶(hù)。這也讓其成為亞洲唯二的自由電力交易市場(chǎng)，擁有發(fā)展“光儲+微電網(wǎng)”的優(yōu)勢基因。
在國內，峰谷電價(jià)差套利是儲能產(chǎn)業(yè)運用最成熟的商業(yè)模式之一，回報率主要取決于峰谷電價(jià)差以及電池系統成本。一般而言，0.7元的電價(jià)差是行業(yè)共識的的盈利線(xiàn)，大多項目開(kāi)發(fā)于江蘇、廣東這樣的高電價(jià)地區。
而作為電價(jià)排名東盟最高，亞洲第二的菲律賓，在部分區域也出現了足以高于紅線(xiàn)的項目機會(huì )。如菲著(zhù)名旅游島嶼長(cháng)灘島，峰谷價(jià)格分別會(huì )PHP 6.8/PHP 1.2，依每披索0.129人民幣匯率計算，差價(jià)在每度電0.72元。
基于旅游島的經(jīng)濟活動(dòng)和電力供不應求的大背景，投資者無(wú)需擔心購電者信用問(wèn)題，只需找尋到合適的項目與合作方即可，無(wú)疑是目前企業(yè)切入儲能的最佳方式。(菲律賓已記錄旅游島達1700個(gè)，規劃中重點(diǎn)建設島嶼10個(gè))
例：Visayas峰谷電價(jià)分別為PHP 6.4755/ 2.2181 (差價(jià)0.5398人民幣)
例：Luzon峰谷電價(jià)PHP 6.5283/2.3426 (差價(jià)0.549 人民幣);
例：長(cháng)灘島峰谷價(jià)格PHP 6.8/1.2，差價(jià)0.72人民幣
三、 資本市場(chǎng)已然先行
當前，許多光伏企業(yè)盡管緊密關(guān)注著(zhù)儲能態(tài)勢，但尚未行動(dòng)。主要原因在于其對上級資本市場(chǎng)態(tài)度的不確定。
基于目前通過(guò)峰谷電價(jià)差盈利的用戶(hù)側儲能系統使用鉛炭電池投資回報期大概在6—8年，鋰電池儲能系統需要8—10年左右，企業(yè)擔心相比光伏在同等回報率下4-5年的回本周期，顯得不那么有經(jīng)濟性，無(wú)法吸引資方。
但對于長(cháng)期新能源資商而言，光伏的項目減少勢必意味著(zhù)需要尋找新的風(fēng)口。同時(shí)，根據業(yè)內觀(guān)點(diǎn)，電池成本有望在今年內梯次下跌，6年內降幅可達約50%，未來(lái)項目的長(cháng)期回報率將蔚為可觀(guān)。因此現階段已有不少帶有投資能力的儲能企業(yè)及收購儲能企業(yè)的光伏巨頭入場(chǎng)，搶占案例資源同時(shí)訓練團隊儲能開(kāi)發(fā)經(jīng)驗，以便在未來(lái)切分更大的“市場(chǎng)蛋糕”。其中代表性企業(yè)則包括：天合光能、華為、特變電工、陽(yáng)光電源、協(xié)鑫、古瑞瓦特、科陸、南都電源、中天科技等。
